Процес кріплення свердловин в текучих породах

Винахід належить до газонафтовидобувної промисловості, а саме до процесів, які використовуються для високої надійності кріплення нафтових і газових свердловин в інтервалі залягання текучих гірських порід, в тому числі в умовах сольової агресії. Відомий спосіб кріплення свердловин (а.с. СРСР №1731938А 1 МПК5 Е21В33/13, опубл. 07.05.92р., Бюл.№17), який включає послідовне закачування тампонажних матеріалів з різними властивостями і створення цементної перемички в інтервалі залягання пластичних порід із розширюваного при ствердінні тампонажного розчину. Такий спосіб має недоліки: протягом часу ствердіння тампонажного розчину має місце зниження протитиску на пластичні породи, порушується початкове поле напруження гірських порід і виникає пластична деформація гірських порід, яка приводить до зім'яття обсадної колони; в якості тампонажного матеріалу використовується розширюючий при твердінні тампонажний розчин, який руйнується під дією агресивного середовища, що приводить в подальшому до порушення цілісності цементного кільця і зім'яття обсадної колони. Відомий спосіб цементування свердловин (патент України №59902 А, 7 МПК Е21В33/138, опубл. 15.09.2003р., Бюл.№9), який включає послідовне закачування двох порцій тампонажного розчину з різними темпами набирання міцності цементного каменю, причому нижня порція з більшим темпом набору міцності, яка розміщується в інтервалі залягання продуктивного горизонту складається з тампонажного портландцементу, води та добавки кремнійорганічних сполук, а в якості тампонажного матеріалу для верхньої порції використовується тампонажний портландцемент з добавкою полімера та бентонітового глинопорошку і з метою попередження заколонних газонафтоводопроявів після закачування і продавлювання тампонажного розчину в затрубному просторі створюється і підтримується надлишковий тиск протягом процесу тужавлення. Недоліком даного способу є неможливість його застосування в умовах кріплення гірських порід, схильних до сольової агресії через низьку корозійну стійкість тампонажних матеріалів. Найбільш близьким за технічною сутністю до запропонованого рішення є спосіб кріплення свердловин в текучих породах (патент Росії №2066735 МПК6 Е21В33/14, опубл. 20.09.96р., Бюл. №26), який включає спуск в свердловину обсадної колони, закачування цементного розчину в затрубний простір нижче підошви і вище покрівлі текучих порід, розміщення нетвердіючої в'язко-пружної рідини в затрубному просторі в інтервалі залягання текучих порід. Недоліками прототипу є: - зниження величини гідростатичного тиску на текучі породи, що призводить до пластичної течії текучи х порід, а при перевищенні тиску виникнення пластичної деформації над поровим тиском в стовпі тампонажного розчину починається перерозподіл тисків, при яких виникають додаткові зовнішні тиски на обсадну колону, які призводять до зім'яття обсадної колони; - використання нетвердіючої в'язко-пружної рідини в інтервалі залягання текучих порід не забезпечує якісного кріплення та захисту обсадної колони від корозії і не може запобігти збереженню цілісності обсадної колони у випадку одностороннього руху текучих порід у масиві. Задачею винаходу є попередження зім'яття (згину) обсадної колони внаслідок текучості пластичних порід за рахунок: - створення протитиску під час тужавлення тампонажного розчину; - використання корозійностійкого тампонажного розчину, з метою запобігання зім'яття (згину) обсадної колони і руйнування цементного каменя після часу очікування загустівання цементного розчину (ОЗЦ) при різних типах руху текучих порід (в тому числі односторонньому) в умовах сольової агресії. Для вирішення поставленої задачі у відомому способі кріплення свердловин в текучих породах, який включає спуск обсадної колони в свердловину, закачування тампонажного розчину в затрубний простір свердловини, який відрізняється тим, що першою секцією обсадної колони перекривають інтервал текучих порід, здійснюють продавлювання корозійностійкого тампонажного розчину в інтервал залягання текучих порід, на усті створюють надлишковий тиск і підтримують його в затрубному просторі свердловини протягом процесу змивання і тужавлення, а як корозійностійкий тампонажний розчин використовують шлакопіщаний тампонажний цемент з добавкою тампонажного портландцементу, пластифікатора, насиченого розчину хлористого натрію та піногасника у співвідношенні % мас.: Шлакопіщаний цемент ШПЦС120 50,60-64,80 Тампонажний портландцемент ПЦТ І-100 7,20-21,70 Пластифікатор0,07-0,20 Піногасник 0,007-0,02 Насичений розчин хлористого натрію решта. Процес кріплення свердловин в текучих породах здійснюється наступним чином (див.Фіг.1). Спуск обсадної колони в свердловину здійснюють секціями. Після спуску першої секції обсадної колони 1 та допуску її в заданий інтервал на бурильному інструменті 2, витіснення розрахункового об'єму корозійностійкого тампонажного розчину 3, за першу секцією обсадної колони закривають затрубний простір превентором 4 і проводять змивання надлишку тампонажного розчину вище "голови" секції обсадної колони. Протягом змивання здійснюють наростаючий протитиск з допомогою регульованої засувки 5. Після вимиву надлишку корозійностійкого тампонажного розчину на устя, регульована засувка 5 закривається і з допомогою цементувального агрегата 6, попередньо під'єднаного через блок засувок 7 до бокового відводу нижче превентора, створюється надлишковий тиск шляхом підкачування прісної або мінералізованої води. Тиск контролюється манометром 8, при цьому необхідно дотримуватися вимоги, щоб сумарний надлишковий тиск не перевищував тиск гідророзриву (поглинання) в інтервалі відкритого ствола свердловини та тисків, передбачених міцнісними характеристиками обсадних труб даної конструкції свердловини. / Приклад реалізації процесу. Обсадною колоною, спущеною на глибину 2200м O 245 мм необхідно перекрити текучі породи, наприклад калій-магнієвих солей в інтервалі 2000-2100м. Інтервал під обсадну колону 245мм r = 1650 кг / м3. / пробурено долотом O295,3 мм на густині бурового розчину р Статична температура на глибині O324 мм спущена на глибину 1200м, / 2200м-65°С. Коефіцієнт кавернозності - 1,3. Попередня обсадна колона зацементована до устя. Згідно з запропонованим процесом, кріплення 245мм обсадної колони необхідно здійснити двома секціями зі стикуванням на глибині 1050м. Текучі породи перекрити першою секцією, яку зацементували корозійностійким тампонажним розчином густиною 1950кг/м 3. Рідина замішування корозійностійкого тампонажного розчину водний розчин хлориду натрію густиною 1180кг/м 3. Кінець тужавлення корозійностійкого тампонажного розчину в вибійних термобаричних умовах - 5год 50хв. Час, протягом якого гідростатичний тиск змінюється до величини, створюваної аналогічним по висоті стовпом рідини замішування - 4год 30хв. Зміна гідростатичного тиску корозійностійкого тампонажного розчину в середньому перерізі (2050м) пластичних порід встановлюється лабораторним шляхом при підборі рецептури корозійностійкого тампонажного розчину:(табл.1) Таблиця 1 Час від закінчення продавлювання, год Величина тиску, МПа 0,0 0,5 1 2 3 36,12 32,95 31,1 29,8 4 5 29,2 28,7 28,37 3 Після спуску першої секції обсадної колони закачують в колону 49,5м корозійностійкого тампонажного розчину, звільнюють продавлювальну пробку і закачують продавлювальну рідину об'ємом 57м 3. Час закачування корозійностійкого тампонажного розчину - 69хв, час продавлювання його за колону - 95хв. Після одержання сигналу "стоп" і перевірки роботи зворотних клапанів закривають превентор і відкривши змивні отвори стикувального пристрою здійснюють змивання залишків корозійностійкого тампонажного розчину вище "голови" секції обсадної колони. При цьому на боковому відводі затрубного простору нижче превентора створюють надлишковий тиск протягом 6год, в тому числі на період змивання (1год) шляхом штуцер ування, а після закінчення змивання цементувальним агрегатом, причому величину тиску збільшують згідно закономірності зниження гідростатичного тиску корозійностійкого тампонажного розчину в середньому перерізі текучих порід. Таблиця 2 Час від закінчення продавлювання, год Величина тиску, МПа 0,0 0 0,5 1 0,23 2,08 штуцерування 2 3,38 3 4 5 3,98 4,48 4,81 протитиск ЦА-320 6 4,81 При цьому гідростатичний тиск на текучі породи перевищує тиск виникнення їх текучості і попереджує зім'яття (згин) обсадної колони. Застосування даного процесу кріплення свердловин дозволить попередити зім'яття (згин) обсадної колони внаслідок текучості пластичних порід за рахунок використання корозійностійкого тампонажного розчину та створення протитиску під час його змивання та тужавлення в умовах помірних та підвищених температур.